基于储层物性时变的稠油底水油藏高含水期精细挖潜技术

张吉磊， 罗宪波， 何逸凡， 周焱斌， 章 威

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

对底水油藏而言，在生产过程中不可避免地会形成底水锥进。若能准确描述高含水阶段水锥和水脊的变化规律，则更容易寻找到底水油藏剩余油富集区域。渤海Q油田是2002年投产的大型河流相沉积的底水稠油油田[1]。2017—2019年，该油田共实施调整井86口，通过统计分析邻井的水淹规律，发现通过测井结果得到的水淹高度普遍比利用常规底水油藏水锥变化计算公式计算的要小。分析认为，经过长期大液量的冲刷，水锥[2–3]锥体内部不同区域的孔隙度、渗透率、黏土矿物含量以及孔喉结构等均发生了很大的变化，而常规底水油藏水锥变化计算公式未考虑由冲刷引起的这种储层物性变化，导致计算结果偏大。

截至目前，关于储层物性时变对水锥、水脊变化的影响问题，许多学者进行了探索性研究，如：姜瑞忠等人[4–5]提出了基于面通量的物性时变表征方法，解决了基于过水倍数的物性时变数值模拟结果受网格尺寸影响的问题；金忠康等人[6]建立了注水冲刷倍数与含水饱和度变化的函数关系，评价了长期注水开发过程中油藏典型特征参数的变化规律，实现了对储集层物性和相对渗透率时变的数值模拟表征；许强等人[7]考虑过水倍数与渗透率及相对渗透率变化的关系，提出了建立动态变化模型的处理方法，实现了在现有商业数值模拟软件基础上考虑物性时变的油藏数值模拟研究；刘显太等人[8–9]通过探索油藏数值模拟中流体和储层物性时变特性的定量表征方法，开发了考虑储层物性变化的数值模拟软件，提高了时变效应较强油藏数值模拟结果的精度。但是，对于大液量冲刷后因储层物性变化引起的水锥变化的规律，现有研究还不够全面、深入，目前主要研究物性时变引起的含油饱和度的变化，而对储层物性时变条件下底水油藏水锥、水脊变化的定量刻画则较少涉及。

为此，笔者考虑稠油底水油藏在长期大液量冲刷下储层物性的变化情况，运用等值渗流阻力法对波及区内外储层渗透率进行等效表征，建立了考虑物性时变特性的稠油底水油藏水锥、水脊变化数学模型，利用水锥、水脊的接触关系对渤海Q油田剩余油分布模式进行了总结，并针对不同模式给出了相应的挖潜措施，以期为稠油底水油藏特高含水阶段挖潜剩余油提供技术支持。

1 水锥、水脊变化数学模型的建立

1.1 高倍数水驱后储层物性的变化规律

文献调研发现[10–12]，模拟岩心经过高孔隙体积倍数（2 000 PV）水的冲刷，胶结物被带出，蒙脱石，伊/蒙混层等黏土矿物减少，导致填隙物含量减少，面孔率增大，使孔喉结构发生变化，主要表现为低渗储层渗透率减小，高渗储层渗透率增大。

由压汞试验结果得知[13–15]，长期大液量冲刷后，储层孔隙度增大8%～10%，渗透率增大50%～200%，孔喉半径中值增大60%～90%。结合邻井实钻资料，强水洗（冲刷）部位的平均渗透率较原始渗透率增大了2倍，尤其是在注水井周围和定向采油井井底附近，较原始渗透率增大5倍以上[16]。综合分析得知，经过长期大液量冲刷，储层物性主要有如下表现：水锥外储层渗透率处于原始状态；水锥内平面上，定向井井点附近渗透率增幅最大，越靠近水锥边部增幅越小；纵向上，底部渗透率增幅最大，越靠近油层顶面渗透率增幅越小。

采用渤海Q油田稠油底水油藏的90多块天然岩心，模拟了在不同驱替倍数下的储层物性变化规律，回归出驱替倍数与渗透率变化倍数的关系表达式：

式中：MK为渗透率变化倍数，指高倍数冲刷后岩心渗透率与冲刷前岩心渗透率的比值；R为驱替倍数，指一维岩心水驱油试验中流过岩心的累计水量与岩心总孔隙体积的比值。

1.2 储层渗透率等效表征方法

图 1 流体在纵向和平面上的渗流示意Fig. 1 Schematic of the longitudinal and planar seepages of fluids

流体受正韵律、重力等因素的影响，纵向沿井筒可看作若干小层并联，流体在每个小层平面上的渗流可看作若干小层串联，每个网格内的流动分为纵向和平面2个方向渗流的组合，如图1所示（图1中：Q1，Q2和Q3分别为流体流经第1、第2和第3小层的体积流量，m3；Qn为流体流经第n小层的体积流量，m3；Q为流体流经储层的总体积流量，m3；K1，K2和K3分别为第1、第2和第3小层的渗透率，mD；Kn为第n小层的渗透率，mD；H1，H2和H3分别为第1、第2和第3小层的厚度，m；Hn为第n小层的厚度，m；H为储层总厚度，m；L为注采井距，m；p1，p2和p3分别为流体流经第1、第2和第3个储层段进口端处的压力，MPa；L1，L2和L3分别为平面上第1、第2和第3个储层段的长度，m；Δp1，Δp2和Δp3分别为流体流经平面上第1、第2和第3个储层段的压差，MPa；W为某小层宽度，m）。

假设有宽为W，高为h，长度分别为L1，L2，水平渗透率分别为的不同储层带，在驱替压差p1–p2作用下，黏度为μ的流体平面线形渗流，求地层等效渗透率[17]。这种流动相当于各储层段串联，即通过各层的流量Q相等，总压差Δp为各层压差之和Δpm），地层总延伸长度L为各层长度之和根据达西定律，可得到如下表达式：

式中：μo为地下原油黏度，mPa·s；μw为地层水黏度，mPa·s；Kro为油相渗透率，mD；Krw为水相渗透率，mD。

1.3 水锥、水脊变化规律及实例验证

基于静力学原理[2]、地下流体运动规律方程以及长期大液量冲刷后的储层物性时变关系，根据文献[18–20]提供的底水油藏定向井水锥变化关系式和水平井水脊变化关系式，建立了考虑物性时变的稠油底水油藏锥体侧斜面为曲面情况下的定向井水锥、水平井水脊变化模型。

考虑大液量冲刷后储层物性时变的底水油藏转注井水锥变化关系式：期产液量为200 m3/d，2006年4月产液量提至600 m3/d，并一直以产液量600 m3/d稳定生产，2013年5月转为注水井，转注后累计注水180×104m3。利用数值模拟软件Eclipse中每个网格对应的含油饱和度变化计算出每个网格中的过水倍数，根据驱替倍数与渗透率变化倍数的关系（式（1）），得到了F7井井控范围内每个网格的渗透率（见图2，其中i为x方向网格顺序，j为y方向网格顺序）。

考虑大液量冲刷后储层物性时变的底水油藏水平井水脊变化关系式：

图 2 F7井沿井筒储层物性变化示意Fig.2 Schematic of the reservoir physical properties variation along the borehole in Well F7

式中：r1为水锥半径，m；r2为水脊半径，m；f（r1），f(r2)分别为水锥、水脊高度，m；Qw为注水井注水量，m3/d；Qo为油井地面产量，m3/d；Bw为地层水体积系数；Bo为原油体积系数；R′为水平井距水脊某点的距离，m；H为油层厚度，m；Δρo为原油密度，kg/L；Δρw为地层水密度，kg/L；K为油层等效渗透率，mD。

渤海Q油田为典型的河流相沉积的稠油底水油藏。以渤海Q油田的一口定向井（F7井）为例，该井的实际生产数据：地下原油密度为0.93 kg/L，地下原油黏度为260 mPa·s，原油体积系数为1.645，水平渗透率为3 114 mD，垂向渗透率为1 421 mD，井筒半径为0.11 m，油层厚度为11.60 m，避射高度为2.50 m，生产压差为2.3 MPa。该井于2002年8月投产，投产初将边界条件r=rw时f(r)=f(rw)及r=re时f(r)=0代入式（3），可得到纵向上某微元段考虑物性时变的水锥高度表达式。不考虑由重力引起的纵向窜流，则考虑物性时变的底水油藏水锥高度计算公式为：

J24P1井为距离F7井104 m的一口邻井，根据J24P1井的测井解释结果，F7井所投产层位波及高度为3.80 m（见图3），利用常规底水油藏定向井水锥公式计算的波及高度为6.70 m，而通过式（5）得到的相同位置的波及高度为3.60 m（见图4（a）），与测井解释结果的相对误差仅为5.3%。可见，考虑物性时变的底水油藏水锥高度计算公式的计算结果与邻井解释结果很接近，可认为基本一致，而未考虑储层物性时变的计算结果明显偏大。采用相同方法，对考虑物性时变的稠油底水油藏水平井水脊变化情况进行对比分析，得到了与定向井相同的规律。物性时变对定向井水锥、水平井水脊变化的影响如图4所示。

图 3 渤海Q油田F7井-J24P1井油层连井剖面Fig.3 F7-J24P1 well-tie profile of oil layer in the Bohai Q Oilfield

图 4 物性时变对水锥、水脊变化的影响示意Fig.4 The effect of physical properties time-varying on the changes in water coning and water crest

2 剩余油精细挖潜技术措施

准确描述稠油底水油藏高含水阶段定向井水锥的变化规律，以及井间剩余油分布规律，是进行开发调整、挖潜增产、稳油控水及提高三次采油采收率的基础。为准确确定剩余油分布、制定有效的剩余油精细挖潜措施，以渤海Q油田为例，应用考虑物性时变的底水油藏水锥、水脊变化数学模型进行了计算分析。根据水锥、水脊的接触关系，对渤海Q油田34个注采井组进行了分类，将目前注采井距条件下注入水波及状况分为“驱油”、“保压+驱油”和“保压”等3种模式，即：若r1+r2>L，则注入水驱油；若r1+r2=L，则注入水保压并驱油；若r1+r2

2.1 “驱油”模式精细挖潜技术措施

“驱油”模式下，注采井距普遍小于150.00 m，水锥和水脊处于相交状态（见图5）。这种模式下，注水井的水锥半径大于水平采油井的波及半径，剩余油主要在注采井间偏水平井一侧方向富集，且主要分布在储层中上部。若油柱高度为10.00 m，水锥半径为75.00 m时，定向井的水锥高度为5.70 m，而对应水平井的水脊高度为3.60 m，平均水淹高度达到4.00 m以上。渤海Q油田只有5个注采井组符合“驱油”模式，占比仅为14.7%，具有一定的挖潜空间。

图 5 注入水“驱油”模式示意Fig.5 Schematic of the “oil flooding” mode for injected water

根据该模式剩余油的分布特点，制定以下挖潜技术措施：1）完善井网，将目前的不规则点状注水转变为“五点法”注采井网，挖潜剩余油；2）通过增大注水井的注入量和提高水平采油井的产液量来增大波及体积，挖潜剩余油。

2.2 “保压+驱油”模式精细挖潜技术措施

“保压+驱油”模式即“保压为主，驱油为辅”模式。在此模式下，注采井距在150.00～200.00 m，水锥和水脊处于点接触状态（见图6）。这种模式下，由于井距相对较大，同时受重力、韵律性以及长期冲刷的影响，注入水主要沿储层底部注入到底水中，在井筒底部“锥体形变化带—底水区—生产井波及区”中形成U形管式无效循环，无法与水平采油井建立注采对应关系；剩余油主要在注采井间富集，仅在储层底部存在水淹，水淹比例为10%～15%。若油柱高度为10.00 m，水锥半径为100.00 m时，定向井的水锥高度为2.70 m，而对应水平井的水脊高度为1.80 m。渤海Q油田有21个注采井组符合“保压+驱油”模式，占比达到61.8%，挖潜空间较大。

图 6 注入水“保压+驱油”模式示意Fig.6 Schematic of the “pressure-maintaining + oil flooding” mode for injected water

由该模式剩余油的分布特点可知，剩余油储量无法支持在注采井间部署采油井，只能采取挖潜技术措施。因此，制定了以下挖潜技术措施：1）通过增大注水井注入量和提高水平采油井产液量来增大波及体积，挖潜剩余油；2）利用化学堵剂封堵转注井井筒附近渗透率“锥体形”变化带的底部，改变U形管串流形态，扩大注入水波及区。

2.3 “保压”模式精细挖潜技术措施

“保压”模式下，注采井距普遍大于200.00 m，水锥和水脊处于未接触状态（见图7）。这种模式下，由于井距相对较大，注入水受重力、韵律性以及长期冲刷的影响，主要沿储层底部注入到底水中补充能量，无法与水平采油井建立注采对应关系，注采井间的剩余油基本上处于未动用状态。渤海Q油田有9个注采井组为“保压”模式，占比达到26.5%，挖潜空间较大。

图 7 注入水“保压”模式示意Fig.7 Schematic of the “pressure-maintaining” mode for injected water

根据该模式下剩余油的分布特点，制定的挖潜技术措施是：在井间钻加密调整井，挖潜剩余油，提高储量动用程度。

3 挖潜效果分析

2017年5月—2019年12月，渤海Q油田开展了不同剩余油模式精细挖潜技术措施先导试验。针对“驱油”模式，通过“大泵提液+油井转注”挖潜剩余油；针对“驱油+保压”模式，利用化学封堵剂封堵转注井水锥底部挖潜剩余油；针对“保压”模式，通过钻井间加密调整井挖潜剩余油。共在7口井进行了先导试验，合计日增原油242 m3，取得了很好的增油效果，见表1。

以渤海Q油田F3井和J8H井组为例，油层厚度14.00 m，注采井距260.00 m。利用考虑物性时变的稠油底水油藏水锥、水脊变化数学模型计算注水井的水锥高度和采油井的水脊高度：水锥半径为130.00 m时，计算出注水井F3井水锥高度为 1.60 m；水脊半径为130.00 m时，计算出J8H井水脊高度为0.50 m。这说明F3井的注入水没有波及到J8H井，同时生产动态上也没有明显的注水受效特征。分析发现，F3井与J8H井属于“保压”模式，注采井间的剩余油基本上处于未动用状态。2018年3月，在F3井与J8H井间部署了调整井I12H井，井距缩小至130.00 m，该井投产以后，产油量达到65.00 m3/d，含水率87.7%，且与J8H井的生产没有相互干扰。截至2019年12月，该井已累计采出原油2.9×104m3，证明了考虑物性时变的稠油底水油藏高含水期精细挖潜技术措施的可行性和有效性。

表 1 渤海Q油田不同模式下精细挖潜技术措施实施效果Table 1 Application effects of fine potential tapping technology under different modes in Bohai Q Oilfield

根据上述研究结果，预计渤海Q油田可实施换大泵提液33井次、化学封堵10井次、井间加密调整井8口，实施后预计增加可采储量81.8×104m3，实现稠油底水油藏高含水期高效开发。

4 结论与建议

1）通过对长期冲刷后水锥、水脊内部各区域储层渗透率进行等效表征，建立了考虑物性时变的稠油底水油藏水锥、水脊变化数学模型，由此计算的水淹高度与测井解释的水淹高度基本一致，说明该模型可以准确描述长期大液量冲刷下稠油底水油藏高含水阶段水锥、水脊的变化及剩余油分布规律。

2）基于储层物性时变的稠油底水油藏水锥、水脊变化数学模型，分析得到了渤海Q油田3种井间剩余油分布模式，并针对不同模式制定了相应的挖潜技术措施，充分释放了油藏潜力。

3）矿场先导试验证实了基于储层物性时变的稠油底水油藏高含水阶段精细挖潜技术措施的可靠性，为稠油底水油藏特高含水阶段挖潜剩余油提供了技术支持。

4）为控制井间加密调整井含水率的上升速度，建议对井间加密调整井采取梯级筛管控水技术措施。